海上油田集輸工藝配套與優化策略研究

騰朝輝

摘要：海上油田資源儲量規模大，稠油開發地位舉足輕重。作為海上工程開發的“生命”運輸線，由于運輸管道埋設于海底泥土中一定深度，檢查及維修都較為困難，與陸地管輸有較大差異，海上原油輸送已成為制約海上有效開發的重要因素之一。目前陸地輸送降黏減阻方法主要有摻水、摻稀、加熱等方法。海上稠油輸送雖然可借鑒陸地輸送方法，但考慮到海洋平臺用電方式、摻水水源選取、輸送流程等因素，海上原油輸送需要對其輸送方案進行具體詳細的設計研究。本文對海上粘度較高原油外輸方案進行工藝優化設計，經實踐能有效降低工程投資并達到節能減排的目的，有助于該油田的依托開發方案的實施，為今后海上原油管輸設計提供參考。

關鍵詞：海上油田；稠油生產；集輸工藝；節能減排

1 某稠油田概況

A油田為稠油油田，平均水深32 m，東臨B油田（為稠油油田），距離約4 km。由于距陸地較遠，為降低工程投資，該油田開發采用全依托方案。根據油藏方案該油田采用蒸汽吞吐方式進行熱采開發，油井采出液經計量后不在本平臺處理，采用合適的外輸方式輸送至距離較近的B平臺與B平臺原油混合處理。

2 A稠油油田集輸方案分析

目前陸地用于稠油輸送降黏減阻的主要技術有：加熱降黏法、摻輕質油稀釋降黏法、加藥劑降黏法、改質降黏法、摻水降黏法等。加熱降黏輸送簡單、常規、方便，但具有投資高、能耗大的缺點。對于摻輕質油降黏輸送技術而言，最主要問題為輕質油來源不足。A油田短距離范圍內無輕質油田，鄰近的B油田同屬稠油油田。同時在海上采用摻輕質油降黏輸送法，不僅受平臺周邊油田油品物性的限制，而且需要另外敷設一條輕質油管道，投資較大。加藥劑降黏法主要是在稠油中加入化學試劑，從而改變稠油的性質，達到降黏的目的。加劑降黏方法廣泛地應用于稠油的開采和運輸過程中，但其針對不同的原油要選用不同的藥劑，破乳后的稠油脫水困難，不僅加大投資且下游的處理難度增加。改質降黏方法是通過向稠油中加入一些化學試劑使大分子鏈芳烴轉化為小分子的鏈芳烴，從本質上降低稠油的黏度。但改質降黏的處理量較小，大批量地進行操作必然增加成本投入，同時改質降黏對于催化劑的要求也比較高。目前我國的陸地油田應用改質降黏方法取得成功，但是海上暫無應用先例。

摻水降黏法是在稠油中摻入一定量的水，使油井采出液反相，將油為連續相改為水為連續相，形成水包油或水漂油輸送，從而降低原油的輸送黏度。根據該油田原油物性分析試驗報告，油水乳狀液的反相點為含水40%。當含水率大于40%時，乳狀液為水包油狀態，黏度明顯降低；當含水率低于反相點時，油包水型乳狀液的黏溫性質受溫度影響較大，黏度隨

著溫度的降低而升高，且在低溫時原油黏度非常大。根據配產數據，如果不考慮摻水外輸的話，該油田會面臨在生產過程中管輸跨越反相點的情況，這對生產安全和降本增效都是非常不利的。不同集輸方案下管輸方案計算結果見表1，可以看出：如果采用直接外輸的方案，則須采用提高外輸溫度或者增大管徑的方法降低外輸壓力，這會大幅增加A油田先導試驗區井口平臺熱負荷。增大管徑不但增加投資，還降低管輸流速，易造成稠油中重組分和砂沉積。

表1 不同集輸方案下管輸方案計算結果

該油田開發采用全依托方案，平臺不設處理系統和電站，電力依托距其較近的B油田。根據電力負荷計算，依托電網的剩余負荷余量在A油田投產依托后出現缺口現象，電力負荷不足為制約該油田依托開發的主要因素之一。因此，必須采取相關措施降低A油田的電負荷值。采用摻水外輸的集輸方式，一方面可大幅降低外輸溫度和電加熱負荷，另一方面可減小管徑、提高流速，能夠在保證安全生產的基礎上，降低能耗。

3 A稠油田摻水集輸方案優化

為保證管道安全經濟的運行，建議采用摻水輸送的管輸方案。根據該油田具體情況，對管輸指標摻水量、外輸溫度、加熱負荷、外輸壓力等參數等進行優化設計。以典型年配產為基礎，對不同外輸含水率下的摻水量需求進行核算。根據基礎數據，熱采井正常生產平均井口溫度為70℃，水源井水溫度為45℃。在外輸含水50%～65%、外輸溫度60℃～80℃范圍內，計算不同外輸含水率和外輸溫度下的外輸加熱負荷，結果如圖1所示，可以看出：加熱負荷隨著外輸含水率和外輸溫度的升高而增加。

不同外輸含水率和外輸溫度下的外輸泵負荷如圖2所示，可以看出：外輸泵負荷隨著外輸含水率和外輸溫度的升高而減小。雖然含水率增加使外輸泵的排量也隨之增加，但是外輸壓力的降低仍舊占主要作用，因此摻水輸送使外輸泵的功率大幅降低，隨著摻水量的增加，外輸泵功率的降低幅度也隨之降低。

綜合加熱負荷和泵功率兩方面的因素，初步判斷摻水至外輸含水率55%～60%、外輸溫度為60℃～65℃時、加熱負荷和泵功率都在較合理的范圍內。根據初步判斷，對外輸含水55%～60%、外輸溫度60℃～65℃區間內的結果進行細化比較，通過詳細計算發現隨著外輸含水率的增加，管道輸送所涉及的總功率隨之增加，管道壓降隨之降低，二者指標相互制約。對外輸含水55%～60%、外輸溫度60℃～65℃摻水方案下的具體參數進行經濟優選，該參數下輸送管徑不變，不考慮管道及清管球接收（發射）器的價格變動，僅考慮由于輸送功率不同引起的泵型價位差及全周期操作費的差異。

根據綜合比較，4種參數方案中所涉及的綜合費用由高到低排序為：55%含水率65℃外輸溫度、60%含水率65℃外輸溫度、55%含水率60℃外輸溫度、60%含水率60℃外輸溫度。綜合考慮外輸泵價格、加熱負荷、泵功率等因素，在全壽命周期下進行經濟優選，建議選擇60%含水、60℃外輸，該方案較55%含水、65℃外輸方案節省投資約564萬元。

4 結論

（1）對該稠油油田摻水管輸方案進行優化，分析不同外輸含水率及外輸溫度下的外輸加熱負荷、外輸泵功率、管道壓降，推薦摻水外輸指標：含水60%、溫度60℃以上輸送。

（2）經過優化海上稠油外輸方案，推薦適用于海上稠油開發的輸送技術，降低工程投資并達到了節能減排的目的，有助于該油田的依托開發方案的實施，為今后海上稠油管輸設計提供參考。

參考文獻

[1] 昌吉油田吉7井區雙管摻水集輸工藝優化研究[D]. 中國石油大學（北京），2016.

（作者單位：海洋采油廠集輸大隊）